Vayamos a los antecedentes. V Foro Solar, días 6 y 7 de noviembre. Organiza la Unión Española Fotovoltaica (UNEF). Dos jornadas (mañana y tarde); un programa con trece paneles de expertos, más de medio centenar de ponentes y seiscientos profesionales acreditados, más que en ninguna otra edición. Segundo panel del Foro, UNEF elige como título del mismo una pregunta: «¿Cómo se debe reformar el mercado eléctrico para que se adecúe a las características de la energía fotovoltaica?» Cuatro ponentes. Entre ellos, la catedrática en Economía de la Universidad Carlos III de Madrid Natalia Fabra, que es además miembro de Economistas Frente a la Crisis y ha formado parte del Consejo Asesor para la Transición Ecológica de la Economía del PSOE, entidad que publicó el pasado mes de marzo el documento «Propuesta de bases para una estrategia de transición energética», una hoja de ruta "hacia una economía descarbonizada 2030-2050".
Fabra abre su panel. Discurso potente, estructurado. Se apoya en una presentación que proyecta en las pantallas que trufan la gran sala del Foro. ¿Mensaje principal? En el año 2030, el precio medio percibido por la fotovoltaica, si el sistema de formación de precios sigue siendo el actual, "va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora". La cifra sale de un escenario concreto: "supongamos que partimos -explica Fabra- de una demanda de 2017 que se va aumentando un 1,5% de año en año; establezcamos unos ciertos precios para los costes de los combustibles fósiles [CO2: 20€/t; gas 27€/MWh; carbón 100$/t (Base, +/-20%)], y veamos qué es lo que ocurre en ese mercado a medida que vamos incorporando esos 5.000 megavatios al año, que en este caso he supuesto que van a ser 3.500 para la fotovoltaica, 500 para la termosolar y 1.000 para la eólica".
El escenario de incorporación anual de 5.000 megavatios de nueva potencia renovable al año es un escenario del que ha hablado en el Foro, apenas unos minutos antes de que Fabra interviniera, el propio secretario de estado de energía, José Domínguez Abascal
¿Conclusión de Fabra?
"Los precios medios percibidos por la fotovoltaica van a ir cayendo a medida que vayamos transitando hacia 2030 (...). En 2030 el precio medio percibido por la fotovoltaica va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora. ¿Por qué? Pues porque precisamente cuando la fotovoltaica produce es cuando su efecto depresor de precio es mayor. Los precios que sin duda veremos a partir de 2022 van a estar por debajo de los 30-40 euros el megavatio hora [que sería el precio actual]. Por tanto mi conclusión es que este mercado, tal cual está concebido ahora mismo, no considero que aporte las señales adecuadas para la inversión puesto que no aporta esa retribución a lo largo de la vida útil que es necesaria para cubrir esos costes medios de la inversión".
AleaSoft no está de acuerdo con esos diez euros
La empresa, en cuya cartera de clientes se encuentran Red Eléctrica de España, Iberdrola, Endesa, Viesgo o BP, entre otros, considera que lo apuntado en el Foro por Fabra -diez euros el megavatio hora- "no es una previsión realista". Este es el argumentario de AleaSoft
«Los mercados están diseñados para que se encuentre el equilibrio entre el precio que pagan los consumidores y el precio que reciben los productores y que sea beneficioso para ambos. Sólo hace falta observar la previsión a largo plazo del precio MIBEL que realizó AleaSoft a finales de 2010. Desde entonces, el precio del mercado ibérico ha ido oscilando por las condiciones específicas de cada año, pero el precio promedio anual se ha mantenido alrededor de un punto de equilibrio entre los 45 y 55 €/MWh.
Aun siendo relativamente elástico y pudiéndose alternar periodos con precios altos que favorecen a los productores y periodos con precios bajos que favorecen más a los consumidores, un precio muy lejos del punto de equilibrio del mercado no es sostenible, al menos, para una de las dos partes.
Por eso no es realista que una tecnología reciba de media un precio tan bajo como 10 €/MWh durante un año, por ejemplo.
En el largo plazo -continúa AleaSoft-, el mercado se autorregula. Es decir, que, si el precio durante las horas de sol fuera sistemáticamente tan bajo, la demanda, sobre todo la nueva demanda surgida de la electrificación del transporte, con la carga de las baterías, tendería a concentrarse en esas horas, aumentando a su vez el precio. De la misma forma, con precios tan bajos, las exportaciones se incrementarían hasta el máximo disponible de capacidad de la interconexión con Francia que puede crecer en 6 GW más hasta 2030, lo que, a su vez, nuevamente aumentaría el precio.
No hay que olvidar también, que tecnologías como las centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo y nuevas tecnologías de almacenamiento como las baterías trasladarán la demanda de las horas más caras hacia las más baratas, aplanando la curva de precios, e impidiendo que éstos se hundan.
Por otro lado, con unas previsiones tan pesimistas, la inversión en parques fotovoltaicos se reduciría enormemente, con lo que la fotovoltaica tampoco podría llegar a reducir tanto el precio en esas horas.
Además, hay que tener en cuenta que el comportamiento de los agentes a la hora de realizar ofertas en el mercado depende del precio, y no ofertarán sistemáticamente a un precio con el que no puedan cubrir sus costes y recuperar la inversión. Existe ya un ejemplo con los precios cero que se daban habitualmente en el mercado ibérico hasta principios de 2014. Desde entonces ya no se han vuelto a dar porque la eólica ha cambiado de estrategia a la hora de ofertar. El promedio de las 100 horas con menor precio de 2013 y 2014 fue de cero euros el megavatio hora; en 2015 ya ascendió a 8,37 €/MWh; 3,89 €/MWh en 2016; y en 2017 llegó a 14,53 €/MWh.
Cierto es -continúa AleaSoft- que la fotovoltaica tiene una estructura temporal de producción poco flexible, solo puede producir durante las horas de sol, que no le permite participar de manera estratégica en el mercado y tiene que conformarse con el precio registrado durante las horas centrales del día. Está claro que el aumento de la potencia fotovoltaica hará disminuir el precio en las horas en que produzca más electricidad, por lo que su apuntamiento será menor que uno, y el precio que percibirá será menor que el precio medio del mercado.
Pero las previsiones de AleaSoft estiman que esta disminución del precio percibido respecto al precio medio del mercado no puede llegar a ser tan baja en los próximos 20 años.
Las previsiones de precio a medio y largo plazo realizadas por AleaSoft describen un panorama muy diferente. La situación actual del mercado de precios altos empujados por el precio de los derechos de emisiones de CO2 y de los combustibles fósiles para la generación de electricidad (gas y carbón), y la inminente instalación de nueva potencia renovable, apunta a que en los próximos años el precio tendrá una tendencia a retroceder. Aunque el comportamiento concreto de cada año dependerá de las condiciones meteorológicas que se encuentre: viento, lluvia y temperaturas.
A largo plazo, la tendencia al alza del precio del gas por el aumento mundial de la demanda, y los compromisos de los países europeos de cerrar las centrales térmicas de carbón y de disminuir la potencia nuclear, contradicen que el precio promedio percibido por la fotovoltaica durante un año entero pueda llegar a bajar hasta los 10 €/MWh. Tal vez, los modelos utilizados hayan sido de tipo fundamental con una demanda fija que no ha tenido en cuenta el equilibrio de mercado. Si no se considera la flexibilidad de la demanda frente a los precios horarios, se pueden obtener resultados inverosímiles como éste».
Perfil de empresa
Germinada en la Universidad Politécnica de Cataluña a finales de los noventa, AleaSoft es una empresa que oferta un producto muy concreto: previsiones en el sector de la energía (predicción de la demanda, de la producción de energías renovables, y del precio en el mercado eléctrico; predicciones todas a corto, medio y largo plazo). Según su director general, Antonio Delgado Rigal, también ponente en el Foro Solar, "en estos momentos, un 85% de la electricidad que se compra y vende en el mercado eléctrico español utiliza las previsiones de AleaSoft como referencia”. En su cartera de clientes, AleaSoft cuenta con firmas como Red Eléctrica de España, Iberdrola, Endesa o E.ON.
